头坝水电站增容改造工程存在的问题及改造的必要性.docx

头坝水电站增容改造工程存在的问题及改造的必要性1.1存在的问题(1)装机容量小头坝三号电站受开发时期客观条件限制，致使电站装机容量未能按充分合理利用水力资源的要求确定，导致装机容量小，弃水时间长。从丰、平、枯代表年逐日平均流量统计计算，日均流量大于引用流量出现弃水的时间达120天，多达2880小时，根据统计多年年径流量2.43.2亿m3,机组年发电利用水量2.42.7亿m3,年损失水量近0.04-0.57亿胡。充分说明头坝三号电站现有装机引用流量小，造成水力资源浪费，具有较大的改造增容潜力。(2)机电设备老化严重，性能落后头坝三号电站机电设备经过21年发电运行，定子、转子线圈严重老化，转轮磨损严重，三台水轮机出力不足，定子线圈多次发生击穿事故，机组处于带病运行状态。二次控制保护设备还在使用PK-I型600屏电磁式保护产品，常出现误动现象，暴露出二次设备技术性能差，安全可靠性低,目前电磁式保护产品已被新产品取代。因此，亟待更新改造。(3)并网输电线路破损严重电站35kv并网输电线路架设于1990年，采用LGJ-70型导线，横担6副，盘型悬式瓷绝缘子180个，针式瓷绝缘子12个，线路总长593.2m。跨越头坝硅铁厂生产区，铁件及绝缘子锈蚀严重，已发生断线、接地等事故，输电能力降低，电能损耗大。12改造的必要性1.2.1电站机电设备运行年限久头坝三号电站原安装三台500kw的ZD560-LH-100型立轴轴流定浆式水轮发电机组，经过21年运行，累计发电13549.21万kwh,电站的机组设备利用小时已超过9.03万h,已达到了设备利用年限。其间三台机组先后进行过多次大修，更换过水轮机转轮和泄水锥。机组转动部分磨损明显，发电机定、转子线圈绝缘老化严重，调速器操作不灵，旁通阀、前池排沙闸止水带破损且漏水大，机电设备陈旧、技术落后，效率和自动化程度低，机组处于带病运行状态，说明三台机组已处于更新或技术改造的状况。1.2.2水能利用率小从19902010年头坝三号电站运行综合情况统计分析,历年累计发电量13549.21万kwh,年利用小时4516h,电站渠首年平均来水量2.85亿m3,发电用水2.27亿m3,农灌及弃水量为0.58亿m3,多年平均发电用水年利用系数79.78%,充分体现装机容量明显偏小，水能利用率偏低，需增容改造。1.2.3电站自动化水平低电站二次保护设备陈旧落后，自动化水平低，存在一定程度的缺陷，已不能适应目前电力系统安全运行规范的要求。为了提高电站电气设备运行的可靠性，提高电站整体自动化水平，改造势在必行。1.2.4发电机绝缘老化电站发电机组经过21年的运行，发生过多起定子线圈击穿和短路事故。设备已接近或超过设备使用寿命，不能保证发电机组安全运行，必须进行改造。1.2.5水轮机转轮磨损严重水轮机过流部件磨损大，漏水严重，汽蚀严重，转轮大面积焊补次数多，转轮叶片原始线型及水流流道改变，水轮机效率降低。用当前水轮机转轮的技术水平来衡量，ZD560转轮效率低，单位过流量小、水力性能偏低。1.2.6主变容量小头坝三号电站现主变型号S7-200038±5%6.3,容量2000Kva,无法满足水轮发电机组增容改造后输送负荷的的需要。1.2.7设计水头保守头坝三号电站为永昌县80年代建设的第三座电站，受历史条件局限，设计保守，设计发电水头仅为11.511)o多年机组运行分析，平均发电水头能提高至15.5m。1. 3改造的依据(1)小型水电站技术改造规范(GB/TB0700-2011)(2)农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见(3)农村水电增效扩容改造项目初步设计指导意见(4)小型水电站初步设计报告编制规程(SL/T179-96)(5)小型水力发电站设计规范(GB50071-2002)(6)水力发电厂机电设备技术规程(SDJl73-85)(7)永昌县农村水电增效减排工程规划综上所述，为更好地发挥电站发电效益，合理利用发电水头,科学设计装机容量，更新设备，提高电站整体自动化水平，不仅必要，而且十分紧迫。